哈里伯顿页岩气固井技术及对国内的启示

齐奉忠，杜建平

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油浙江油田公司，浙江杭州310013）

哈里伯顿页岩气固井技术及对国内的启示

齐奉忠1，杜建平2

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油浙江油田公司，浙江杭州310013）

针对国内页岩气水平井固井套管安全下入难度大，高密度油基钻井液条件下提高顶替效率及改变界面润湿性困难，对水泥石力学性能要求高等问题，本文对哈里伯顿公司页岩气固井相关技术进行了深入调研及分析，重点介绍了提高顶替效率的模拟软件，保证长期密封的水泥浆体系及配套技术，低伤害和防漏失固井技术，保证套管安全下入的工具等，并对Haynesville页岩气藏应用的固井技术进行了总结，期望据此对提高国内页岩气固井质量及技术攻关起到一定的借鉴指导作用。

哈里伯顿；页岩气；固井；水固井工具；水平井

页岩气是指以吸附和 （或）游离状态存在于低孔隙度、低渗透率、富有机质页岩中的天然气［1］。“水平井+分段压裂”开发方式大幅度提高了页岩气单井产量，推动了国外特别是美国页岩气的经济有效开发［2］。与美国页岩气相比，我国页岩气赋存环境恶劣，储层埋藏更深 （一般大于2000m）；页岩储层以裂隙和微孔为主，层理、节理及夹层发育，产层不均质性显著［3］。由于地质条件复杂，国内页岩气井固井难度大，质量要求高。固井质量是影响水平井环空封隔及分段压裂成功与否的关键技术之一，因此需要深入持续攻关［4］。

哈里伯顿公司开展页岩气固井技术研究工作较早，针对页岩气固井的特殊性及难点，在水泥浆体系开发、软件编制、固井工具研制及保证井筒密封、水泥环完整性等方面做了大量工作，整体配套技术处于世界领先水平，但在高密度油基钻井液条件下高密度水泥浆固井研究较少。本文介绍了哈里伯顿公司的页岩气固井技术，包括固井顶替模拟、弹性及低伤害水泥、前置液、固井工具及保证水泥环的长期密封措施等，为国内页岩气固井现场及室内技术研究提供了一定的借鉴。

1　顶替效率模拟软件

合理运用综合配套技术来提高固井的顶替效率，对固井质量至关重要［5］。影响顶替效率的因素多，如钻井液及隔离液性能、水泥浆密度、流变性及胶凝强度、井眼规则程度、环空间隙、顶替排量及是否活动套管等。哈里伯顿公司开发的Displace 3D软件可以模拟固井时整个注替过程，为彻底顶替钻井液提供设计指导。

1.1 Displace 3D顶替三维模拟软件

Displace 3D顶替三维模拟软件采用全井眼三维模拟方式，通过计算顶替钻井液时各种流体的动态特征，能够分析有效顶替钻井液的必要条件。由于能清楚地看到井下的模拟情况，可以协助固井技术人员制订更完备的注替方案，保证井眼完整性及封固质量 （图1）。

图1　替浆时三维模拟示意图Fig.1　3D fluid displacement simulation schematic

1.2 OptiCem固井优化设计软件

OptiCem固井优化设计软件可以使固井技术人员获得更真实的模拟与流变模型。通过对比设计参数与实际施工参数，OptiCem软件可协助调整固井施工工序，监测井下流体注入位置，实时监测井下环空当量循环密度 （ECD），在保证施工安全的前提下，提高顶替排量。

2　保证水泥环长期密封的技术

页岩气要采用大型体积压裂，生产过程中由于井下温度、压力和应力变化的影响，造成水泥环密封失效，产生如环空带压、产量降低等难以修复问题，甚至可能导致弃井［6］。水泥属于有先天微观缺陷的脆性材料，水泥环本身的机械损坏、套管与水泥环之间的胶结失效或水泥环与地层之间的胶结失效都可能破坏层间封隔，解决方案是采用综合性能好的自愈合水泥浆体系，确保水泥出现微缝隙后可自动封堵，保证环空的封隔质量（表1）。

表1　哈里伯顿公司防止水泥环密封失效的技术方案表Table 1　Halliburton technical solutions for preventing cement sheath seal failure

2.1 WellLife III Cementing Service

为确保水泥环的完整性，延长井的生产寿命，WellLife III Cementing Service组合了如下3项关键技术。①WellLife Service固井前分析与设计软件：通过有限元分析，确定作用于套管、水泥环及地层上的应力，WellLife Service软件可输出更加符合井下实际状况的固井设计，提高顶替效率及防止气窜的发生；②Tuned Cements水泥：根据井下条件，可以满足封固要求，并保证长期密封的水泥浆体系；③Cement Assurance Tool（固井保障技术）及Swell Technology技术 （油气膨胀技术）：油气膨胀技术和固井保障技术相结合可实现对油气的完全封隔。综合运用这3项技术，可以较好地保证在全井生产寿命周期内水泥环的封隔质量。

WellLife Service是功能强大的分析诊断软件，包含两项技术：一项是首先确定三轴条件下水泥石的力学性能，然后对套管、水泥石和地层进行有限元分析，在此基础上，根据特定的井眼条件，结合建井、完井、增产和开采中对水泥环产生的应力，分析设计和输出满足要求的水泥浆体系。另一项技术是保证井筒完整性的水泥浆技术，在LifeCem弹性水泥中掺有潜在活性的物质，如水泥环出现微环隙和微缝隙，潜在活性物质会和碳氢化合物反应，及时封堵住微环隙，阻止地层流体窜流。

2.2 ElastiCem水泥与ElastiSeal水泥

ElastiCem水泥通过加入弹性材料和纤维，降低水泥石的脆性，增加其弹塑性，从而有效保证水泥环的长时间密封。ElastiSeal属于泡沫水泥，密度为0.6～2.28g/cm3，可满足10～315.6℃井下温度的要求；ElastiSeal水泥具有较强的可压缩性，承受不同井下环境中产生应力的能力强。由于ElastiSeal水泥中含有稳定性强、分散性高的氮气泡，具有更强的可压缩性、桥堵性和弹塑性。

2.3 Tuned Cementing Solution与ExtendaCem水泥

根据地层具体特征，Tuned Cementing Solution可以选择合适的固井方案。ExtendaCem水泥采用填充剂来提高造浆量，提供了低成本的固井方案。Tuned Light Cement为低密度水泥，采用固相减轻剂 （如玻璃微珠）降低水泥浆的密度，由于微珠具有一定活性，使水泥石抗压强度增高，可有效保证低压易漏长封固段固井施工的安全。

2.4 GasStop水泥

GasStop水泥为防窜水泥浆，适用温度范围为93.3～176.7℃，可以用来控制水泥浆的胶凝强度。水泥浆凝固前可以有效传递液柱压力，保证对气层的压稳，防止失重时发生气窜现象。GasStop水泥在淡水及盐水钻井液中均有优异的降失水效果。

2.5 ThermaCem水泥或ThermaSeal水泥

现今的页岩钻井中已遇到高温问题，Williston盆地页岩钻井遇到的温度高达121℃。常规波特兰水泥在高温环境下易发生强度退化，解决方法是在水泥浆中加入石英和增强材料来提高水泥石的抗温能力，同时也增强其力学性能。ThermaSeal为泡沫水泥，由于水泥浆密度低，浆体稳定，能解决低压易漏长封固段高温复杂井固井问题。

3　敏感性地层低伤害固井技术

3.1 ShaleCem水泥

ShaleCem水泥主要是针对页岩气固井开发的，该体系浆体稳定性好 （有利于页岩气水平井固井），水泥浆流变性优异，注水泥及替浆时环空摩阻小，可以降低固井对页岩储层的伤害，有助于保证固井质量及井筒完整性。

3.2 SoluCem酸溶性水泥

常规水泥在酸性环境下难溶，往往容易造成流道阻塞，较大程度地阻碍了增产措施的实施，SoluCem酸溶性水泥可解决此问题［7］。

通过限流压裂或滑套进行的水平井增产措施要求所有流道敞开并与地层充分接触，SoluCem酸溶性水泥的出现解决了常规高强度水泥酸溶率低于5%，不利于射孔流道与地层充分沟通的问题。

SoluCem在酸性增产液体中的溶解度高达95%，同时具有与常规水泥一致的力学、化学性能与更高的弹性。SoluCem水泥浆密度为 1.56～1.90g/cm3，适应温度为65.6～148.9℃，在需要时可采用泡沫水泥来得到更低密度的水泥浆 （表2）。

表2　SoluCem酸溶性水泥性能试验结果表Table 2 SoluCem acid-soluble cement performance test results

4　固井过程中防止水泥浆漏失技术

4.1 Tuned Light Cement水泥

Tuned Light Cement水泥采用玻璃微珠作为减轻剂来降低水泥浆密度，适应密度范围宽，水泥石抗压强度高。在低压易漏井固井中，Tuned Light Cement水泥能保证水泥浆返到设计位置，防止固井中水泥浆漏失，从而降低回灌作业的费用。Tuned Light Cement水泥具有一定的触变性，可有助于防止水泥浆的漏失及候凝时水泥的回落；Tuned Light Cement水泥过渡时间短，有助于防止气窜。

4.2 ZoneSeal泡沫水泥

ZoneSeal泡沫水泥具有以下优点：①泡沫水泥塑性及抗拉强度高，增加了水泥石的力学性能，有助于保证水泥环的长期密封；②泡沫水泥在压缩状态下为高能、高黏体系，有助于提高顶替效率。在低压易漏井中，泡沫水泥有助于保证水泥的返高；在高压井中，泡沫水泥有助于防气窜。泡沫水泥可实现超低密度，可用于特殊地层固井，在Marcellus页岩气钻井的固井中应用效果显著。

4.3 Tuned Spacer III水基隔离液

Tuned Spacer III水基隔离液不受钻井液类型的影响，通过优化其流变性能，可以将钻井液及井壁上的滤饼清除干净，为水泥浆的良好胶结创造条件。Tuned Spacer III水基隔离液在不同温度条件下屈服值稳定，悬浮性好，易于调整至所需的流变性能。抗温可达176℃，适用密度为1.20～2.16g/cm3。

4.4 Mud Flush III冲洗液

Mud Flush III冲洗液可作为固相颗粒分散剂与水润湿表面活性剂来冲净环空中的钻井液，并将井壁变为水润湿，为水泥浆与井壁间的良好胶结创造条件。上述性能保证钻井液、水泥浆与井下冲洗液在井下的良好相容性。Mud Flush III是单组分钻井液—滤饼清除剂，具有用户友好、低成本、易操作等特点。

5　保证套管顺利下入的工具

5.1 Protech CRB扶正器

在深井、高温、大位移、长水平段固井时，保证套管安全下入及套管居中难度大，下套管过程中的黏卡与磨损的问题一直是技术攻关的难点。研制出在小井眼、分支井及具有研磨作用的井筒环境中适应性强、性能可靠的新型套管附件显得尤为重要。

页岩气固井中除应用传统扶正器外，最新技术是将扶正器直接固化为套管的一部分，以减少下套管过程中的摩阻，保证在小间隙条件下套管的居中，降低开泵循环时的环空压耗。哈里伯顿公司的Protech DRB与Protech CRB套管扶正器使用树脂、碳纤维与陶瓷材料以增强扶正器的抗磨性、井底液体的流动性，扶正器的导向片与保护片直接固定于套管上 （图2）。

5.2漂浮下套管工具 （BACE）

图2　Protech CRB扶正器图Fig.2　Protech CRB centralizer

哈里伯顿公司的漂浮下套管工具 （BACE）是利用套管柱下部封闭的一段空气或低密度的钻井液，增大套管柱在井内钻井液中的浮力，其目的是使套管水平段处于平衡漂浮状态，从而达到减小摩阻的目的，螺旋刚性扶正器配合漂浮下套管工具有利于套管顺利下到位 （图3）。

图3　漂浮下套管工具及螺旋刚性扶正器图Fig.3　Floating casing running tools and spiral rigid centralizer

6　 Haynesville页岩气固井技术应用

North Louisiana Salt盆地的Haynesville页岩气区位于得克萨斯州东部与路易斯安那州西部，该地区页岩气资源丰富。Haynesville页岩气井井底温度高 （循环温度最高达171℃），水力压裂时井口压力高达86.2MPa，对水泥浆配方设计及水泥环密封性要求高。

针对该地区页岩气固井存在的技术难题，哈里伯顿公司主要采用了两项技术：一是Latex 3000胶乳配合ShaleCem水泥；二是保证水泥环长期密封的技术。ShaleCem水泥最高抗温可达204.4℃，加入Latex 3000胶乳后，水泥浆失水量控制和流变性好。与常规水泥浆相比，由于其流性好，降低了替浆时的环空当量循环密度 （ECD），比较适合窄密度窗口固井，也有利于降低对页岩储层的伤害。

Latex 3000胶乳配合ShaleCem水泥的水泥石力学性能好，较好满足了Haynesville页岩气体积压裂及长期开采的要求。针对页岩气井对水泥石力学性能要求高、固井质量难保证等问题，在对水泥环胶结及密封失效影响因素的基础上，通过iCem Service对钻井液性能调整、套管居中、前置液、水泥浆及水泥石力学性能进行针对性设计，提高了页岩气井固井质量，同时有效保证了水泥环的密封完整性，降低了补救的费用，该配套技术在北美其他地区页岩气井固井中也进行了广泛应用。

7　水平井固井面临挑战及攻关方向

7.1国内页岩气水平井固井面临的挑战

我国主要盆地和地区的页岩气资源量为 （86～166）×1012m3，可采资源量为 （15～25）×1012m3，具有良好的发展前景。国内页岩气开发工作刚刚起步，总体上还处于初期阶段。页岩气单井一般无自然产能或低产，需要借助大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采，单井生产周期长［8-9］。良好的固井质量及水泥环的密封是保证页岩气改造及长期安全运行的关键。由于页岩的强度高达100～300MPa，固井质量差将无法采取挤水泥等补救措施。因此，必须保证页岩气水平井的固井一次成功率，且能满足后期分段压裂的需求，才能保证页岩气的有效开发［10］。

通过对国内页岩气的储层物性、井身结构、钻井液性能等的分析，水平井固井主要面临以下3个技术难题：

（1）页岩气对固井质量、水泥石的力学性能及长期密封性要求高。

页岩气水平井采用分段多级压裂，页岩的破裂压力较高，压裂过程中排量大、液量大，施工压力高，对固井质量及环空密封性要求高［11］。

（2）高密度油基钻井液及复杂井眼条件下提高顶替效率困难。

为保证井壁的稳定性，页岩气水平井绝大多数采用油基 （合成基）钻井液，在固井过程中保证顶替效率且井壁润湿反转困难［12］。

（3）水平段下套管及保证套管居中难度大。

页岩气水平井为实现较大程度的储层接触，提高可动用储量及单井产量，水平段长度一般要求达到1500m以上。长水平段页岩储层的井壁稳定性难以保证，易坍塌，井眼不规则，井眼轨迹复杂，下套管摩阻大，保证套管安全下到设计位置及套管居中困难。

7.2下步发展趋势及建议

国内页岩气水平井固井研究刚起步，且不同地区页岩气储层特点、固井难点各不相同，目前主要存在以下问题：

（1）水泥环在压裂过程中的受力情况，以及是否密封失效缺乏理论支持。

（2）页岩气井生产周期长，对水泥环长久密封性要求高，影响水泥环密封的主要因素及失效的方式目前没有深入研究［13］。

（3）国内目前虽然开发了弹性水泥，但是对于弹性水泥的综合性能、力学性能改造及改造程度、水泥环的长期力学性能还未开展系统研究。

尚未提出高密度油基钻井液的顶替理论，高密度隔离液的性能及冲洗能力还需改进，前置液冲洗效率评价还没有统一的标准，缺乏适应页岩气水平井固井可靠的工具及附件［14］。

针对以上难题，建议在以下几个方面进行深入的长期攻关：①在体积压裂条件下，水泥环密封完整性及影响因素研究；②保证页岩气井水平井长期密封的综合措施研究；③适应页岩气水平井固井的高性能韧性水泥浆体系研究；④提高顶替效率的高性能隔离液及综合措施研究；⑤在长水平段条件下，保证套管安全下入及配套工具开发。

国内页岩气水平井固井难度大，要求高，必须通过技术创新，开展对水泥环密封、水泥浆、隔离液及固井工具的攻关，形成拥有自主知识产权的页岩气固井技术，为规模化、经济化开发页岩气提供保障。

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Halliburton Shale Gas Well Cementing Technology and Its Enlightenment to Domestic Gas Industry

Qi Fengzhong1，Du Jianping2
（1.CNPC Drilling Engineering Techndogy Research Institute，Beijing 102206，China；2.PetroChina Zhejiang Oilfield Campany，Hangzhou，Zhejiang 310013，China）

It is difficult for casings to run safely into a horizontal shale gas well during cementing operations，and by taking into account of difficulties in improving the displacement efficiency and changing the interface wettability under conditions where the oil-based drilling fluids are of high density，high-level requirements on mechanical properties of cement slurry，etc.According to current characteristics and difficulties of shale gas well cementing in China，so as to further improve the shale gas well cementing quality，the in-depth research and analysis of shale gas well cementing-related technologies of Halliburton have been conducted，focusing on the description of the simulation software that improves displacement efficiency，the cement slurry system and supporting technology that ensure a long-term sealing ability，the cementing technology characterized by low damage and leakage control，the tools that ensure safe casing running，etc.，and the cementing techniques applied for Haynesville shale gas reservoir have been summarized.The analysis shows that shale gas well cementing technologies overseas move toward the technology with characteristics of bundle，serialization，customization，integration，and the assurance of wellbore sealing and long-term sealing&isolation.By combining with development trends of shale gas well cementing technologies overseas and characteristics of shale gas development in China，cementing challenges we currently face have been analyzed，and problems to be solved in the next step have been presented，which，to a certain extent，serves as a reference guide for knowing the status of shale gas well cementing technologies and development trends overseas，improving the shale gas well cementing quality and tackling problems in key technologies in China..

Halliburton；shale gas；cementing；cementing tool；horizontal well

TE256

A

国家科技重大专项 “复杂地质条件下深井钻井液与高温高压固井技术研究”（2011ZX05021-004）及中国石油天然气集团公司重大科技项目 “钻井新技术新方法研究”部分研究成果。

齐奉忠 （1970年生），男，硕士，高级工程师，现从事固井完井技术研究与现场服务工作。邮箱：qfz69dri@cnpc.com.cn。